近期，“新能源95%消纳率红线或放开”的传言不胫而走，受此因素影响，叠加全国两会再次释放利好新能源的信号，股市光伏、风电板块集体拉升。

业内人士告诉能联社，反应如此强烈，侧面反应出放开95%消纳率红线的“紧箍咒”符合业内预期。也有业内人士给出预警，放开95%消纳率红线对电力系统而言是重大利好，但即便放开，也不代表各方可以“衣食无忧”，其仍需面对来自市场的多方面挑战。

“新能源95%消纳率”从何而来？

95%的红线还要从2018年说起，准确说，官方的表述是“新能源利用率”。

2018年末，国家发改委、国家能源局联合印发《清洁能源消纳行动计划（2018—2020）》（以下简称《行动计划》），定下了2020年平均风电、光伏发电、水能利用率95％的目标。

目标制定的背后，是彼时我国新能源大规模弃电的窘境。2010年以来，我国新能源装机容量大幅度增长。国家能源局2017年发布《2016年风电并网运行情况》显示，全年“弃风”电量497亿千瓦时，据电力规划总院统计，该弃电量超过当年三峡全年发电量的一半，全国平均“弃风”率达到17%，甘肃、新疆、吉林等地“弃风”率分别高达43%、38%和30%。

官方表述中为何把“弃电率”变成了“利用率”呢？2019年1月15日在针对《行动计划》答记者问中，国家能源局电力司有关负责人公开回答了这个问题：

长期以来，我国清洁能源发展一直以“弃电”的高低作为评价标准，但“弃电量”“弃电率”的说法只关注清洁能源电力的未利用部分，忽视了整个能源和电力系统为消纳清洁能源付出的努力和成本，易引起社会各界的误解。从整个能源系统经济性和全社会用电成本的角度，结合电力系统自身的特性，清洁能源消纳存在一个经济合理的利用率范围，片面追求百分之百消纳，将极大提高系统的备用成本，限制电力系统可承载的新能源规模，反而制约了新能源发展，因此并不是百分之百完全消纳最好。

“限电量增大也不一定意味着利用水平降低，因此不宜使用限发电量的绝对数值作为评价指标，必须要从利用率的角度考虑。”上述负责人补充说明。

松绑呼声为何愈发强烈

在“新能源利用率”目标的激励和敦促下，近年来，我国“风光”利用率和消纳量得到大幅提升。

援引自经济日报消息，中国电力企业联合会2023年2月发布数据显示，在各方共同努力下，全国风电、光伏发电平均利用率逐步提高，风电利用率由2016年的82.4%提高至2022年前11个月的96.7%；光伏发电利用率由2016年的90%提高至2022年前11个月的98.2%，达到了世界一流水平。

然而，高新能源消纳率并不是“免费的午餐”。中国工程院院士舒印彪2023年在“北京论坛·能源分论坛暨第三届北大能源论坛”上公开指出，新能源日内出力波动大。风光等新能源发电功率达到装机容量的概率几乎为零，达到50%以上装机容量的概率不足10%。预计2060年，新能源日最大发电功率波动将超过16亿干瓦，占全国最大负荷的40%，与当时水火核电装机容量基本相当。从周月平衡看，由于连续阴天、无风、寒潮等天气，新能源周出力具有很强的不确定性。2020年，西北风电出力低于10%装机最长持续4.9天，华东光伏出力低于20%装机最长持续8天。新能源发电存在季节性差异。风电夏季比冬季利用小时少100—200小时，风电出力与负荷需求在时间上不完全匹配。

在经济上，新能源消纳率越高，意味着成本越高。国网能源院新能源所所长李琼慧曾公开表示，新能源消纳问题如今逐渐演变成一个经济性决策问题，系统成本（System LCOE）越来越受到关注。电规总院高雷等人也以新疆2020年的可再生能源消纳为例，从全社会购电成本的角度计算可再生能源合理利用率，并认为适度的弃风弃光有利于降低系统消纳可再生能源的成本，实现全社会成本最小化。

在这种背景下，政策再次进行了调整——2021年3月30日，国家能源局回应如何保障可再生能源消纳问题时，提到“要科学制定可再生能源合理利用率目标”这一举措，合理利用率也明确将进行“动态调整”。今年1月，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军公开撰文《锚定“双碳”目标 推动可再生能源高质量跃升发展》表示，“配合有关部门分省明确风电光伏合理利用率。”

倘若放开，对各方有何影响？

业内人士告诉能联社，新能源电量将加速市场化。风、光或将全部进入市场。2023年，全国已经超过47%的新能源电量参与了市场化交易，而电力市场是提高新能源利用率的重要方式。而全部入市的新能源如何面对市场挑战，是“裸奔”还是“躺赢”将是其发展需要面临的新课题。

其次，利好新能源大基地消纳。长久以来，在高新能源利用率考核要求下，新能源大基地一直存在消纳难题，即便布局了很多通道和内部消纳场景，仍然不及预期，而新能源大规模接入电网，给当地电网功率调节、安全支撑带来了更大的挑战。业内人士告诉能联社，倘若为新能源消纳率“松绑”，发挥市场调节作用，或将破解新能源大基地消纳问题。

火电灵活性改造发挥作用的窗口期加速到来。因为放开的目的是接入更大规模的新能源电量，而不是为了降低新能源利用率，我国资源禀赋以煤为主，近期，《加强电网调峰储能和智能化调度能力建设》提出到“2027年存量煤电机组实现应改尽改。探索煤电最小发电出力达到30%额定负荷以下”，火电灵活性改造已成为“十四五”“十五五”期间推动新能源消纳最重要的手段之一。

再者，储能需求将归于市场化。业内普遍认为，新能源利用率红线是对储能有益，中电联、国家电化学储能电站安全监测信息平台联合发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》显示，截至2023年6月底，我国已投运的电化学储能电站在电源侧、电网侧、用户侧分别占比53.24%、42.97%、3.79%，其中以新能源强配储能为主。据记者不完全统计，目前，我国已有20余省份发布了新能源配备5%—40%储能的相关政策文件，时长为1~4小时，甚至部分地方政府将储能作为新能源建设的前提条件，导致部分项目储能配置比例达到了50%—100%。

然而，强制新能源配储，并未达到“1＋1>2”的效果，报告指出，储能电站建设会加大新能源项目初始投资成本，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%—10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%—20%。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，给企业带来较大压力。从调查机组的等效利用系数看，新能源配储的等效利用系数仅为6.1%，低或远低于火储、电网侧和用户侧。因此，新能源利用率红线放开对储能而言，充满了未知。